一种大液量大排量大前置液低砂比滑溜水体积压裂方法与流程

本发明涉及油气田开发
技术领域：
，尤其是涉及一种大液量大排量大前置液低砂比滑溜水体积压裂方法。
背景技术：
：高砂比压裂是一种常规的压裂工艺，主要用于中高渗油气藏的压裂施工。高砂比压裂的目的是形成高导流能力的裂缝，从而能达到沟通原本相互隔离的油气藏的目的，实现压裂增产效果。然而，对于非常规储层，特别是致密储层以及页岩储层，常规的高砂比压裂方法虽然能形成高导流的裂缝，但由于非常规储层极低的渗透率以及自生自储的成藏特点，高导流裂缝所沟通的油气藏体积有限，存在压后初产低、产量递减快、稳产期短等问题。为解决这一技术问题，近年来发展出了体积压裂技术，体积压裂是在压裂改造中形成一条或者多条主裂缝，同时对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分枝形成二级次生裂缝，使主裂缝与多级次生裂缝交织形成裂缝网络系统，极大地提高储层整体渗透率，实现对储层在三维方向的全面改造。通过在地层中裂缝网络尽可能的延伸形成复杂裂缝，从而实现工业产能。因此，致密储层压裂增产改造理念与常规油藏不同，致密储层压裂造成的缝网越复杂，体积越大，压后的产量越高，应尽量提高储层改造srv体积，最大限度地提高波及体积。目前在非常规油气储层开发的过程中，压裂设计通常采用低粘度压裂液与高粘度压裂液混合或交替使用的方式，施工排量小、压力低、裂缝半长达不到设计要求及容易出现砂堵等现象，造成储层中未形成足够高导流能力的复杂网络填砂裂缝，增产效果不佳。技术实现要素：有鉴于此，有必要提供一种能增大储层改造体积、提高压裂的增产效果的一种体积压裂方法。一种大液量大排量大前置液低砂比滑溜水体积压裂方法，包括如下步骤：(a)评估储层参数并判断储层的可压性，在所述储层可压时对储层进行压裂层段划分；(b)确定压裂层段的簇射孔的位置以及射孔参数，其中，所述射孔参数至少包括簇间距、簇数、孔数和射孔密度；(c)确定压裂施工参数，所述施工参数包括施工排量、各压裂层段前置液、携砂液、隔离液及顶替液的注入量；(d)根据确定的簇射孔的位置以及射孔参数对所述压裂层段进行射孔作业；(e)向所述簇射孔内注入清孔液以对所述簇射孔进行酸化预处理；(f)向所述压裂层段交替注入前置液和携砂液若干次以实现造缝和填砂；(g)当填砂完成后，向所述目标压裂层段注入顶替液以将井筒中的携砂液压入裂缝中；其中，所述施工排量不小于12m3/min；所述携砂液的砂比不大于15％；所述前置液及所述顶替液均为滑溜水压裂液，所述携砂液为添加有支撑剂的滑溜水压裂液；所述前置液的注入量占所述压裂液的总注入量的30％～50％。与现有技术相比，本发明提出的技术方案的有益效果是：通过采用粘度低的滑溜水压裂液以及大施工排量，增加了压裂液的压力，从而达到了增加储层改造体积、提高压裂的增产效果的目的。附图说明图1是本发明提供的大液量大排量大前置液低砂比滑溜水体积压裂方法的流程示意图；图2是本发明提供的大液量大排量大前置液低砂比滑溜水体积压裂方法的一实施例中第五压裂层段的储层改造体积图。具体实施方式为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。为了验证本发明的可行性，选择了鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部的某井作为实施例。鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部为典型的低渗致密砂岩油藏，由于该区块储层物性差，常规的压裂方法效果并不理想，因此，对该口井采用本发明提供的大液量大排量大前置液低砂比滑溜水体积压裂方法进行压裂设计及施工，请参照图1，压裂设计及施工包括以下几个步骤：s100评估储层参数并判断储层的可压性，在所述储层可压时对储层进行压裂层段划分；s200确定压裂层段的簇射孔的位置以及射孔参数，其中，所述射孔参数至少包括簇间距、簇数、孔数和射孔密度；s300确定压裂施工参数，所述施工参数包括施工排量、各压裂层段前置液、携砂液、隔离液及顶替液的注入量；s400根据确定的簇射孔的位置以及射孔参数对所述压裂层段进行射孔作业；s500向所述簇射孔内注入清孔液以对所述簇射孔进行酸化预处理；s600向所述压裂层段交替注入前置液和携砂液若干次以实现造缝和填砂；s700当填砂完成后，向所述目标压裂层段注入顶替液以将井筒中的携砂液压入裂缝中；其中，所述施工排量不小于12m3/min，本实施例中，压裂液的施工排量为12m3/min，工作压力不大于95mpa，满足形成复杂网络裂缝的需要；所述携砂液的砂比不大于15％；所述前置液及所述顶替液均为纳米减阻剂滑溜水压裂液，所述携砂液为添加有支撑剂的纳米减阻剂滑溜水压裂液，所述滑溜水的配方为：0.1％减阻剂+0.2％防膨剂+0.2％助排剂+0.05％杀菌剂+99.45％水,所述的滑溜水压裂液体系粘度1.0～3.0mpa·s；所述前置液的注入量占所述压裂液的总注入量的30％～50％，请参照表1，本实施例的8个压裂层段的前置液占比介于30％～31％。表1各压裂层段的压裂液总注入量及前置液占比压裂层段压裂液总注入量/m3前置液注入量/m3前置液占比/％第1段132540030第2段132540030第3段110034031第4段110034031第5段110034031第6段110034031第7段88026430第8段88026430合计8810268831本发明提供的大液量大排量大前置液低砂比滑溜水体积压裂方法的工作原理是：在压裂施工过程中，先向目标压裂层段注入大量的前置液造缝，再向目标压裂层段注入含有支撑剂的携砂液，支撑剂进入裂缝中从而防止裂缝闭合，最后注入顶替液将井筒内的携砂液压入裂缝中；由于压裂液选用了粘度低的滑溜水，并且压裂采用大排量的施工方式，因此相对于传统的压裂方法能形成更大的储层改造体积，有利于实现更佳的压裂增产效果。本实施例中压裂层段数为8段，在其他实施例中压裂层段数也可以为其他段数，本发明不做限定，本实施例中，段间距为60米～80米，簇间距为20米，每簇的射孔数为8个，射孔密度为8孔/米，每个孔的排量不低于0.3m3/min，要达到12m3/min的排量共需要40个孔。优选地，所述清孔液为含有其他添加剂的15％盐酸，所述清孔液的排量为2m3/min，所述清孔液的注入量为20m3。进一步地，请参照表2，所述步骤(f)分两个阶段进行，所述步骤(f)具体包括：在第一阶段，向所述目标压裂层段交替注入携砂液和前置液若干次，在携砂液的单次注入过程中，携砂液的砂比保持不变，在所述第一阶段的各次携砂液的注入过程中，携砂液的砂比从3％逐渐增加到8％，在所述第一阶段，前置液的注入量大于携砂液的注入量，携砂液的支撑剂为40/70目的陶粒；在第二阶段，向所述目标压裂层段交替注入携砂液和前置液若干次，在携砂液的单次注入过程中，携砂液的砂比不断增加，在所述第二阶段的各次携砂液注入过程中，携砂液的砂比从8％螺旋式上升到15％，在所述第二阶段，前置液的注入量小于携砂液的注入量，注入的携砂液的支撑剂包括30/50目的石英砂以及20/40目的石英砂，本实施例中，注入的携砂液的支撑剂以30/50目的石英砂为主，尾部追加20/40目的石英砂。所述第一阶段用以进一步扩展前置液造缝中已形成的微裂缝系统并加以小粒径支撑剂(40/70目的陶粒)尽可能实现对各种小尺度微裂缝系统的充填，同时能消除孔眼和近井摩阻，沟通和饱和近井段天然裂缝；所述第二阶段通过大排量滑溜水压裂液产生的满足裂缝半长及缝宽继续扩展所需的净压力，彻底压开远井主裂缝并沟通次生裂缝与微天然裂缝，并且在每一次加砂过程中都分级提升砂比，同时选用大粒径支撑剂(30/50目的石英砂)，以支撑逐渐扩展的裂缝体系，尾部追加更大粒径的支撑剂(20/40目的石英砂)以实现对裂缝缝口的支撑，最终形成复杂的网络体积裂缝，获得更大的储层改造体积。优选地，请参照表2，在所述第一阶段中，携砂液分六次注入所述目标压裂层段，其中，第一次注入的携砂液的砂比为3％；第二次注入的携砂液的砂比为4％；第三次注入的携砂液的砂比为5％；第四次注入的携砂液的砂比为6％；第五次注入的携砂液的砂比为7％；第六次注入的携砂液的砂比为8％。优选地，请参照表2，在所述第二阶段中，携砂液分十次注入所述目标压裂层段，其中，第一次注入的携砂液的砂比以8％起步，以1％为一个加砂台阶逐级递增，直到达到10％；第二次注入的携砂液的砂比以8％起步，以1％为一个加砂台阶逐级递增，直到达到10％；第三次注入的携砂液的砂比以8％起步，以1％为一个加砂台阶逐级递增，直到达到10％；第四次注入的携砂液的砂比以8％起步，以1％为一个加砂台阶逐级递增，直到达到10％；第五次注入的携砂液的砂比以9％起步，以1％为一个加砂台阶逐级递增，直到达到11％；第六次注入的携砂液的砂比以9％起步，以1％为一个加砂台阶逐级递增，直到达到11％；第七次注入的携砂液的砂比以10％起步，以1％为一个加砂台阶逐级递增，直到达到12％；第八次注入的携砂液的砂比以11％起步，以1％为一个加砂台阶逐级递增，直到达到13％；第九次注入的携砂液的砂比以12％起步，以1％为一个加砂台阶逐级递增，直到达到14％；第十次注入的携砂液的砂比以13％起步，以1％为一个加砂台阶逐级递增，直到达到15％。表2携砂液加入次数及对应的砂比具体地，请参照表3，第一、二压裂层段注入40/70目陶粒15m3，30/50目石英砂32m3，20/40目石英砂20m3；第三到六压裂层段注入40/70目陶粒13.5m3，30/50目石英砂32.5m3，20/40目石英砂12m3；第七、八压裂层段注入40/70目陶粒13m3，30/50目石英砂20m3，20/40目石英砂12m3。总计注入40/70目陶粒110m3，30/50目石英砂234m3，20/40目石英砂112m3。表3各压裂层段的不同粒径的支撑剂的注入量通过采用上述先造缝后填砂的施工方式，可以形成复杂的体积缝，获得更大的储层改造体积。以第5压裂层段为例，该段压裂后的储层体积图见图2，表明本发明提供的压裂方法能够有效地增大压裂所形成的缝网的复杂程度，并实施有效的裂缝支撑，从而极大的沟通大范围的泄油泄气体积，充分挖掘储层的生产潜力，本实施例中，油层改造体积(srv)大幅度提高，储层改造体积达到srv251.775×104m3。综上所述，本发明提供的体积压裂方法通过采用粘度低的滑溜水压裂液以及大施工排量，增加了压裂液的压力，从而达到了增加储层改造体积、提高压裂的增产效果的目的。此外，通过采用先造缝后填砂的施工方式，有效地提高了压裂所形成的缝网的复杂程度，实现了储层增产效果的进一步提高。以上所述本发明的具体实施方式，并不构成对本发明保护范围的限定。任何根据本发明的技术构思所做出的各种其他相应的改变与变形，均应包含在本发明权利要求的保护范围内。当前第1页1 2 3